隨著《南方(以廣東起步)電力市場運營規(guī)則體系(征求意見稿)》的公布及市場投入試運行。電力現(xiàn)貨市場再次成為關(guān)注的熱點，由于涉及復(fù)雜的技術(shù)約束與電力系統(tǒng)模型，市場主體大多認為十分難于理解、難以掌握，因此本文努力通過5張PPT及其解釋讓市場主體掌握現(xiàn)貨的基本原理。

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簡化的單時段現(xiàn)貨市場交易模型電力現(xiàn)貨市場建立在實時電價概念的基礎(chǔ)上，這里以一個簡化的單時段單邊現(xiàn)貨交易模型為例來說明電力現(xiàn)貨市場(spot market)的基本原理。假設(shè)獨立調(diào)度ISO代表所有電力用戶向發(fā)電廠商購買電能，其目標是使總購電費用c最小【圖1中(1)式】。

根據(jù)高等數(shù)學(xué)知識可知，對于式(1)、式(2)的條件極值問題可建立(3)式的拉格朗日函數(shù)，進而可得到(4)式的極小化條件，其中式中拉格朗日乘子λ即等于邊際電價ρM。將式(4)與式(2)聯(lián)立求解，就可得ρM(即出清價)及各發(fā)電廠商的發(fā)電出力，這就是電力市場中獨立調(diào)度的優(yōu)化調(diào)度模型。

圖1 電力現(xiàn)貨市場競價交易示意圖

由上面的推導(dǎo)很容易聯(lián)想到《電力系統(tǒng)分析》課程中經(jīng)濟調(diào)度問題所采用的經(jīng)典的等耗量微增率(即每增加單位功率時燃料耗量的變化)準則，其含義為，在不考慮網(wǎng)絡(luò)損耗的情況下，按耗量微增率相等的原則來分配多臺發(fā)電機組的功率時，可使系統(tǒng)總的燃料消耗最小【圖2下半部】。如圖2中，求得系統(tǒng)耗量微增率為λ，對應(yīng)的4臺發(fā)電機組的發(fā)電功率分別為PG1，PG2，0(機組耗量微增率全部大于系統(tǒng)耗量微增率)，PG4MAX(機組耗量微增率全部小于系統(tǒng)耗量微增率)，并滿足系統(tǒng)功率平衡條件，即PG1+PG2+PG4MAX=PL(系統(tǒng)負荷)。等耗量微增率的推導(dǎo)和上述單邊現(xiàn)貨模型求解過程是一樣的，只是將總購電費用最小的目標換為總?cè)剂舷淖钚　?/p>

圖2用更簡潔的方式圖示了單邊現(xiàn)貨競價的過程，假設(shè)發(fā)電機組申報的是階梯狀的報價曲線，則ISO按報價由低到高對發(fā)電機組申報的容量(電量)段進行排隊，直至發(fā)電機組總出力能夠滿足系統(tǒng)負荷，圖中陰影部分機組中標，而報價最高的中標機組確定市場價格，這種競價出清用Excel表格處理就足夠了【圖2上半部】。

圖2 現(xiàn)貨市場競價出清過程 vs. 經(jīng)濟調(diào)度的等耗量微增率法

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多時段現(xiàn)貨市場交易模型要注意上述現(xiàn)貨市場模型只是一個簡化模型，在實際應(yīng)用中還必須考慮電廠和系統(tǒng)運行的各種約束條件。實際現(xiàn)貨市場交易模型有以下區(qū)別：1)采用多時段交易模型而不是單時段模型;2)用潮流方程取代【圖1中(2)式】的功率平衡方程，形成節(jié)點電價;3)考慮開停機優(yōu)化;4)考慮更多的發(fā)電機組技術(shù)約束;5)在雙邊競價市場模式中，還包括負荷報價模型，購電總費用最小的優(yōu)化目標【圖1中(1)式】也替換為社會福利最大化的目標。

在實際電力現(xiàn)貨市場中，都是多時段交易，實時電價一般由安全約束機組組合(Security Constrained Unit Commitment，簡稱SCUC)、安全約束經(jīng)濟調(diào)度(Security Constrained Economic Dispatch，簡稱SCED)等短期運行優(yōu)化模型求出，將每個時段對應(yīng)于功率平衡約束的影子價格(或邊際價格)提出作為該時段的市場統(tǒng)一出清價格。圖3包括一個24時段NG臺機組的簡單的機組組合模型，與圖1相比，機組購電費用增加了開機費用，與機組停機時間有指數(shù)關(guān)系(停機時間越長，開機費用越高)【圖3右半部】。圖3舉例了3臺機組組合的簡單示意圖，機組1帶基荷，機組2帶腰荷，機組3帶峰荷【圖3右半部】。

在日前市場中，實際上是以日為交易周期，每個周期(1日)又分為若干時段(例如1小時)，然后分時段按電量平衡模型計算出清價格和出清電量，由于每個時段內(nèi)的功率被假設(shè)為常數(shù)，所以電量平衡模型就是功率平衡模型。對于日內(nèi)實時市場，每個時段通常縮短為5-15min，但其基本概念是相同的。

因此，如圖3所示，該電力現(xiàn)貨市場的電能商品實際上是這樣定義的：將一個交易周期(1日)的功率曲線下的面積按等長時段切分成若干“條”，然后每條又分為若干可不等高的“段”。在1個時段中，成交的發(fā)電商各取1“段”(即1個商品)，而按邊際價格出清方式，同一時段的各段負荷(即所有商品)的結(jié)算價是相同的，均為該時段成交機組的最高價格【圖3左下部】。所以多時段現(xiàn)貨交易實際上是對每個時段的負荷功率逐時段進行競價，并考慮各時段之間的耦合技術(shù)約束。

圖3 機組組合模型與多時段現(xiàn)貨市場交易示意圖

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節(jié)點電價與阻塞盈余節(jié)點邊際電價(Locational Marginal Price)理論從20 世紀70 年代發(fā)展起來，已在北美、新西蘭、新加坡等地的電力現(xiàn)貨市場中得到應(yīng)用，并在美國能源聯(lián)邦管理委員會(FERC)的推動下，成為其倡導(dǎo)的“標準市場設(shè)計”(Standard Market Design，SMD)的基石。節(jié)點電價是指在滿足各類設(shè)備和資源的運行特性和約束條件的情況下，在某一節(jié)點增加單位負荷需求時的邊際成本，即在某時間、某地點以最低成本“多消費1度電”所需要增加的成本。節(jié)點電價的典型定義包含3個分量：

節(jié)點電價=系統(tǒng)能量價格+阻塞價格+網(wǎng)損價格

節(jié)點電價理論是基于經(jīng)典的優(yōu)化調(diào)度模型、在滿足各種約束條件滿足情況下的資源優(yōu)化配置電價，所以它與經(jīng)濟調(diào)度和最優(yōu)潮流有著深刻的聯(lián)系。最優(yōu)潮流(或安全約束經(jīng)濟調(diào)度)模型求解過程中對應(yīng)于節(jié)點有功功率的拉格朗日乘子(影子價格)即為節(jié)點電價。在美國東部PJM(Pennsylvania, New Jersey, Maryland)電力市場的安全約束經(jīng)濟調(diào)度模型中使用的是直流潮流約束。

由于節(jié)點電價被認為可以從空間與時間2個方面反映電力系統(tǒng)的實際供電成本(實際并非如此)，被寄予厚望，并和金融輸電權(quán)一起被美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會作為建立高效競爭市場的一種機制。也被我國華東區(qū)域和廣東電力市場引入。本著復(fù)雜問題簡單化的原則，圖4以2節(jié)點系統(tǒng)的例子介紹了節(jié)點電價與相關(guān)的阻塞盈余的基本原理。

圖4中，在節(jié)點①，負荷為50MW，發(fā)電機組G1出力為150MW，報價為$5/MW，由于發(fā)電機組出力大于負荷，因此節(jié)點①的負荷完全由本地發(fā)電機組供應(yīng)，按統(tǒng)一邊際價格出清原則，節(jié)點①的電價即為$5/MW。關(guān)鍵在于節(jié)點②，負荷為150MW，本地發(fā)電機組G2的報價為$30/MW，而受線路輸電容量(100MW)限制，由節(jié)點①送到節(jié)點②的“便宜電”最多只有100MW，剩下的50MW缺額只能由報價比較高的本地機組G2來供應(yīng)，按統(tǒng)一邊際價格出清原則，節(jié)點②的電價即為$30/MW。由此可見，所謂節(jié)點電價實際上是由于線路輸電容量約束而形成的一系列分市場。如果不止一條輸電線路，而存在比較復(fù)雜的輸電網(wǎng)，其基本原理是類似的，只是由于潮流分布的關(guān)系，節(jié)點電價與負荷/發(fā)電機組功率的關(guān)系更加復(fù)雜。

另一個相關(guān)的概念為“阻塞盈余”(congestion surplus)，從圖4可以簡單計算出，兩個節(jié)點電力用戶支出為$4750，而發(fā)電機組收入為$2250，兩者之差為$2500，即等于兩個節(jié)點之間的價差$25乘以線路傳輸功率100MW。在節(jié)點電價體系下，由于電能流入節(jié)點的市場出清電價一般要高于電能流出節(jié)點，這樣由電能流入節(jié)點的出清電價和阻塞線路的輸電功率所確定的購電費用一般要高于電能流出節(jié)點的出清電價和阻塞線路的輸電功率所確定的售電收入，兩者的差額就是阻塞盈余。可以證明，阻塞盈余不可能為負，但這需要比較復(fù)雜的數(shù)學(xué)優(yōu)化理論。為分配阻塞盈余，在美國電力市場中引入了金融輸電權(quán)(Financial Transmission Rights，F(xiàn)TR)，即阻塞盈余分配給金融輸電權(quán)的所有者。

圖4 機組組合模型與多時段現(xiàn)貨市場交易示意圖

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差價合約的實現(xiàn)差價合約(Contract for Difference，CfD)為規(guī)避現(xiàn)貨市場價格波動引起的金融風(fēng)險，交易雙方以事先約定的合約價格與合約交割時的現(xiàn)貨價格之差為基礎(chǔ)簽訂的一種金融合約。

差價合約最早在1990年代英國的強制型電力庫(Pool)模式中引入，后來在澳大利亞、北美、歐洲的電力市場中相繼被應(yīng)用，我國2000年前后的浙江發(fā)電市場也引入了差價合約。競價用戶和競價機組除了向電力庫進行購售電報價以外，彼此間還可簽訂差價合約以規(guī)避市場風(fēng)險。

如圖5所示，如果發(fā)電機組與某用戶簽訂了合約電量為Pc、合約價格為ρc的差價合約，現(xiàn)貨價格為ρM，該機組實發(fā)上網(wǎng)電量為Pg，則該發(fā)電廠的收入為：R=PgρM+Pc(ρc-ρM)，即：發(fā)電收入=現(xiàn)貨市場售電收入+差價合約收入。

將該公式作簡單變換，可得到：R=Pcρc+ρM(Pg-Pc)。即，在現(xiàn)貨市場中根據(jù)機組報價安排機組交易(調(diào)度)計劃，合約電量按照合約價格結(jié)算，合約電量以外的電量以市場價結(jié)算。

差價合約的結(jié)算方式如圖5所示。可見，差價合約相當于機組與用戶都參與電力庫的集中競價時，他們之間的一個等效的固定價格為ρc的合約，但這僅僅是結(jié)算意義上的。差價合約對電網(wǎng)調(diào)度和物理運行沒有任何影響，而且在電力市場中也不能脫離電力庫而單獨存在，算不上嚴格意義上的雙邊合約。

圖5 差價合約的結(jié)算方式

至此為止，本文用5張PPT介紹了電力現(xiàn)貨市場的基本原理，實際的電力市場只是所考慮的技術(shù)約束條件更加復(fù)雜，其基本原理不變。對于厚厚的電力市場交易規(guī)則，應(yīng)該學(xué)會“把厚書讀薄”，抓住其中最關(guān)鍵的部分。

本文部分PPT取材自浙江大學(xué)甘德強教授的講義，在此表示感謝。